摘要：电压是电能主要质量指标之一。电压质量对电网稳定及电力设备安全运行、线路损失、工农业安全生产和人民生活用电都有直接影响。
关键词：电压、线路、措施
1 事件简述
近年来，广大农村受“家电下乡”惠农政策激励和社会主义新农村建设的大力推进，农村用电量快速增长；同时受线路健康状况、用电性质、维护管理等因素的影响，综合导致“低电压”问题日益严重。为自觉履行供电企业责任，提高用户电能质量，本次我们小组针对10千伏电压偏低现状开展活动。
2 现状调查
调查一：基本状况
我局某供电所所管辖内有10千伏线路8条，其中境内只有一条10千伏供电，主干线总长度25.64千米，线路总长50.36千米；导线型号前端LGJ-120、其余主干线LGJ-70；配电变压器148台，总容量9165千伏安。在“低电压”治理工作中，发现10千伏电压监测点最高电压为10.41千伏、最低电压为8.09千伏，2015年10千伏电压合格率为90.58%。
调查二：2016年2月10日，小组调取了《2015年10千伏线路C类电压合格率汇总表》得出：2015年10千伏电压合格率为90.58%，低于局下发指标。
行业规定，电压监测按“分钟”为单位进行统计上报，全年以365天计算共有525600个分钟频次。由表3-3、表3-4可统计出，该线路本年度仅有3月、4月、5月、10月和11月份中的22个监测日个别时段电压合格率超过95.00%，达到2016年局定指标要求；共有49015个频次处于不合格“分钟”段。
小组通过调查分析、理论计算、测量测试等方法，将造成10千伏电压低的原因进行频次归类：1）配网运行缺陷频次30667次，所占比例为62.57%；2）负荷波动平频次11679次，所占比例23.83%；3）三相负荷不平衡频次3215次，所占比例6.56%；4）主变出口电压低频次1394次，所占比例2.84%；5）其他频次2060次，所占比例4.20%。从上面的分析看出，造成10千伏电压不合格因素的“配网运行缺陷”共达到62.57%的比例，远高于其他四个方面的因素，是问题的主要症结。只要能够成功解决“配网运行缺陷”这一主要因素，该线路电压合格率问题将会得到大幅提高。
3 设定目标
确定目标值
2016年初，局定10千伏C类电压合格率指标时，考虑到10千伏特殊的线路结构和用电性质，下达本年度10千伏电压合格率指标为95.00%。2016年3月20日，小组成员通过现状调查和计算分析后，共同商讨，得出结论：只要解决了影响10千伏电压合格率百分比最大因素，也就是62.57%因素完成80%，就能将电压合格率提升到95.29%。因此，本次活动目标值确定为95.29%。
可行性分析
小组实力：小组成员专业结构合理、素质高、协作能力强，有多次攻克技术难关的经验积累。
领导重视：低电压治理是年度重点工作，并且有充足的资金保障。
现实状况：行业主管部门规定，10KV电压合格率达到98.0%以上。全局72条10KV线路有68条电压合格率达到要求。该线路2015年有22个监测时段电压合格率符合标准要求。
4 原因分析
经过调查，小组成员机器、方法、环境、材料等方面查找造成配网运行缺陷的原因，得出主要因素有：1）供电半径大；2）无功补偿配置不足；3）10KV主线路线径细；4）针式瓶老化，绝缘低。
次要因素有：1）导线线径细；2）导线烧伤；3）绝缘子放电；4）高压用户随意增容；5） 树障引起高压放电。
5 采取对策
对策一：新建35千伏变电站
经查，金河乡生产、生活用电主要依靠110千伏板桥变电站10千伏出线来解决，10千伏线路延伸较长，供电半径达25.64千米。本方案拟定2014年在金河乡新建35千伏变电站一座，主变1×10兆伏安、线路12.3千米。概算资金：变电工程505万元、线路工程338万元，共计843万元。
本方案能很好地解决电压问题，可解决线路长、电压低的问题，大大提高供电可靠性，但投资大、立项及批复周期长，因此短期难以付诸实施。
对策二：安装线路调压设备
由于电压监测仪安装位置在10千伏主干线100杆下线处，采集的电压数据是前端三分之一处。本次在99号杆安装10千伏自动调压器1台（安装方式采用箱式变电站模式），解决100号杆后端线路“低电压”问题。
概算资金：45万元。预期效果分析：10千伏电压可由原来最低的8.09千伏稳定在10.5千伏左右。
本方案亦能较好地解决电压低的问题，大大提高供电可靠性。因其具有投资小、建设快、可移动和产品有效性高等因素，因此短期即可付诸实施。
经过以上有效性、可实施性、经济性、可靠性、时间性五方面进行综合对比论证，认定：方案二技术可行、经济实用、安装方便、见效快，是符合10千伏供电结构特征的实施对策。因此，小组采取在线路安装调压设备。
6 对策实施
实施一：确定安装位置
1.线路调压器项。6月1日，小组成员通过理论计算和实测分析，绘制出典型日高峰时段平均电压与理论计算对比图。从图中可以看出，其双周期移动平均趋势线是从100#节点处开始压降明显增大，尔后两者压降趋于平行，因此限制100#节点压降，就能抑制后段线路压降。由此可以确定线路调压器应安装在100#杆T接点的前端99#杆。
2.无功补偿项。根据该线路无功负荷资料计算，宜将无功补偿装置安装在99#杆处进行集中补偿。
实施二：确定调压器安装容量
1.线路调压器项
据前调查，供电半径为25.64千米，全线共接入配变148台，总容量9165千伏安,年供电量1262万千瓦时，2015年线路最大负荷为4520千瓦。其中，低压用户主要集中在：
1）100#支线草场段。支线长度为15.47千米，配变容量为1170千伏安，实际负荷为438千瓦。
2）140#支线街西段。支线长度为9.44千米，配变容量为4910千伏安，实际负荷为1836千瓦。
3）229#支线朱庙段。支线长度为7.05千米，配变容量为3085千伏安，实际负荷为1154千瓦。
三段总负荷为3428千瓦，按10%的负荷增长率和建站前3年计算，调压器容量应为4563千伏安，因此，可选5000千伏安的调压器。
2.无功补偿项
经统计，99#杆节点的配变容量约为6080千伏安，补偿前功率因数以0.85计算，补偿后安装点的功率因数达到0.95以上，需要补偿的无功容量可由下式计算：
计算得知，99#杆需要补偿的无功容量为661千乏，考虑电容器电压折算容量，实际补偿选择补偿容量为800千乏，补偿方式为：动补300千乏+动补500千乏。
实施三：设备选型
2016年6月5日，通过比价采购，参照生产厂家投放市场成型产品和运行效果，最终将调压器定为SVR-5000/10-7（0～+20％）SVR
馈线自动调压器、无功补偿装置定为DWK-12-3/800动补300+动补500户外高压无功自动补偿装置。
实施4：设备安装
2016年6月10日，小组成员会同厂家工程技术人员到10千伏99#杆上鄂村安装自动调压器和户外无功自动补偿装置，所有配套产品安装完成后一次试运成功。
7 效果检查
经济效益：此线路使用SVR调压器，相对于新建变电站节省了大量资金。在线路负荷不变时，通过自动调压成套装置和自动无功补偿装置配合使用，达到最大限度地降损节能的目的；随着电压合格率的提高，年售电量递增10%，年净电费收入平均提高15万元。
技术效益:对偏远地区，负荷分散发展缓慢，远期规划不具备建设变电站或暂无线路改造计划，供电半径超过15千米造成的低电压线路，宜采用在线路上加装调压器的方式改善线路低电压；当线路得到分网改造或增加电源点后可用于其他线路调压，提高设备利用率。
社会效益:安装SVR调压器，提高了电压合格率，减少了客户投诉，更好地履行了国家电网公司供电服务承诺。
通过这次活动和生产实践，在如何提高电压及无功管理水平上取得了很大收获，为我们以后个工作也提供了保障。
论文作者:胡要飞
论文发表刊物:《电力设备》2017年第16期
论文发表时间:2017/11/4
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